温志新1，窦立荣1,2，王兆明1，贺正军1，季天愚1，刘小兵1，宋成鹏1，陈瑞银（UBS）1，耿珂1
(1. 中国石油（601857）勘探开发研究院 北京 100083; 2. 中国石油（601857）国际勘探开发有限公司 北京 100034)
基金项目:国家科技重大专项“新一轮全球油气资源智能化评价与综合选区技术”(2025ZD1400800)、中国石油（601857）天然气（885430）集团有限公司科技专项“海外油气地质新理论资源评价新技术与超前选区研究”(2023ZZ07)和“DE规模源储成因机制与分布规律”(2024ZZ5602)、中国石油（601857）国际勘探开发有限公司勘探研发项目“海外重点盆地成藏规律与风险勘探领域研究”(2025ZYGJCJ011)资助。
摘要：基于标普全球（SPGI）(S&P Global)、睿咨得能源（850101）(Rystad Energy（ELPC）)等商业数据库及全球油公司的公开信息,对2004—2024年全球油气的勘探投资、勘探区块授予、勘探钻井、油气新发现等进行系统分析。研究结果表明:勘探投资随着原油价格上涨先是经历了10年的上升期,随后进入低位稳定期,常规油气勘探以海域为主,非常规油气勘探聚焦页岩油气;常规油气探井数量在近年呈低位态势,探井的地质成功率总体稳定,高影响探井主要聚焦在非洲和拉美地区东部海域的深水—超深水领域;深水前沿盆地、深层—超深层和非常规成为全球油气增储的主要领域。基于近20年全球油气勘探的总体趋势,建议中国油公司发展跨国油气勘探业务:①持续强化海外上游业务,聚焦优质油气资产获取;②积极拓展全球深水—超深水勘探,抢占前沿有利领域;③依托技术优势,超前布局陆上深层—超深层富油气区;④积极评价陆上富油气盆地,坚持常规和非常规油气并举与立体勘探;⑤持续提前购买多用户地震数据,开展超前选区研究。
关键词:勘探投资;油气勘探形势;油气发现;深水;深层;非常规
近20年来,全球油气勘探在剧烈的外部冲击和深刻的行业变革中展现出强劲韧性。2004—2014年高油价周期（883436）曾推动全球勘探投入高位运行,但2015年油价的断崖式下跌、2020年新冠疫情的突袭以及能源（850101）转型的加速使得油气勘探投资维持在近年的低位,年度新增油气2P可采储量(包括探明可采储量和控制可采储量)也降至20年来的低谷[1-8]。尽管油价的剧烈波动对油气勘探投入形成了明显的制约,但近20年来不断发展的勘探技术仍助力油公司在巴西盐下构造、Guyana盆地、东地中海地区及非洲西南海岸等区域相继获得亿吨级重大发现,推动深水油气储量的贡献率大幅提升。当前,中国油公司如何在全球高效获取优质勘探区块已成为其高质量发展的重要一环。系统剖析近年来的全球油气勘探历程和特点,对于把握全球油气勘探发展趋势、优选未来海外重点勘探领域具有重要指导意义。
中国石油（601857）天然气（885430）集团有限公司自2004年起开始推进新区新领域风险勘探工程,这一战略部署与全球油气勘探向深水、深地和非常规油气领域拓展的趋势相呼应[9]。笔者基于标普全球（SPGI）(S&P Global)、睿咨得能源（850101）(Rystad Energy（ELPC）)等公司的商业数据库及全球各石油公司的公开资料,通过回顾2004—2024年的全球油气勘探历程,系统分析了全球油气勘探投资、勘探区块授予、勘探工作量和油气新发现的特点,研判了全球油气勘探的总体发展趋势,提出了中国油公司拓展海外业务的具体建议,以期为国家油气资源战略的制定提供参考。
1 近20年全球油气勘探的特点
1.1 全球油气勘探投资概况
全球油气勘探投资在历经10年的快速上升期后转入低位稳定期(图1)。2004—2024年,全球油气勘探投资累计达1.8×1012美元,其中,常规油气勘探投资为1.5×1012美元,占总投资额的83.3%。在常规油气勘探投资中,美洲地区和亚太地区位居前列,分别为4 701.6×108美元和4 123.9×108美元,二者占全球常规油气勘探投资的近60%;在非常规油气勘探投资中,北美地区占绝对优势,投资额达3 138.3×108美元,占比为94%[7]。
图1 2004—2024年全球油气勘探投资及布伦特油价
Fig.1 Global oil and gas exploration investments and Brent crude oil prices from 2004 to 2024
2004—2014年,全球油气勘探投资快速上涨,从每年432.7×108美元增长至最高每年1479.6×108美元(图1),造成该现象的原因[10-11]包括:①2004年后全球经济复苏推动原油需求激增,布伦特原油均价从2004年的38.3美元/桶提升至2012年的111.6美元/桶,高油价红利形成的巨大利润促使全球石油公司扩大勘探投入;②中国、印度等新兴市场需求爆发;③深水勘探技术实现突破;④拉美地区和亚洲地区成为全球油气新增储量的新增长极。
2015—2024年,随着国际油价暴跌和《巴黎协定》等事件的推动,全球油气勘探投资从高成本、高风险扩张模式向低成本、低碳化可持续发展转变,进入低位稳定期,投资额维持在每年(526~740)×108美元[7]。
在领域分布上,2004—2024年,海域一直是常规油气勘探投资的重点领域,其勘探总投资达9 668.6×108美元,占全球总投资的近65%。其中,2010年后深水—超深水领域(浅水区水深<500 m,深水区水深为500~1 500 m,超深水区水深>1 500 m)的勘探投资占海域总投资的约50%,这一数值尽管在近几年有所下降,但仍维持在46%以上[7](图2)。常规油气勘探投资方面,美洲地区和亚太地区的占比一直居全球最高,其2018—2024年的平均占比可达60%以上。在非常规油气勘探领域,页岩油(包含致密油)和页岩气（885372）勘探投资的占比在20年间整体呈上升趋势,累计投资总额分别为1 464.5×108美元和1 042.6×108美元。此2类非常规油气资源的勘探总投资在近20年的平均占比为75.1%,最高可达85.9%,主要集中在北美地区的陆域[7]。
图2 2004—2024年全球常规油气勘探投资及海陆领域投资的占比
Fig.2 Global conventional oil and gas exploration investments and land-to-sea investment ratios from 2004 to 2024
在油公司的投资分布上,对于全球常规油气勘探,2004—2016年,独立石油公司的投资占比高于国家石油公司和国际石油公司。2004年,独立石油公司在全球常规油气勘探上的投资占比为54.9%,国家石油公司为30.7%,国际石油公司为14.4%[7];国家石油公司的常规油气勘探投资占比在2017年居首位,达到40.5%,并自2021年起超过50.0%。对于非常规油气勘探,独立石油公司的投资占比最高,其近20年的投资占比平均为82.5%[7]。
在地缘冲突的影响下,近年来全球油气勘探投资呈现明显的区域分化,其中,北美地区、中东地区、南美地区和非洲地区更受关注。北美地区凭借其页岩油气等非常规资源和相对稳定的政治经济环境,持续吸引全球陆上勘探投资;中东地区虽存在局部冲突,但巨大的资源禀赋吸引着全球主要油公司关注;南美地区和非洲地区正成为全球勘探投资增长最快的地区,勘探投资主要流向西非地区的纳米比亚和科特迪瓦深水区块、东非海域,以及南美地区的圭亚那、苏里南和巴西深水领域。这些地区远离全球主要地缘政治冲突中心,且近年来有多个大型油气田发现。
1.2 全球探井工作量概况
2004—2024年,全球完钻的常规探井数为27617口,但在近10年呈低位态势。2004—2014年,全球的探井数总体维持在高位,年均在1400口以上;2015年,由于勘探投资下降等原因,探井数开始大幅下降,至近年已下降到年均1000口以下,在2024年仅639口[6](图3)。在探井的海陆分布方面,探井以分布在陆域为主,占比达70%,但近6年来海域探井的占比在不断增加,在2024年达40%,且近10年来深水—超深水领域的探井数相对于海域探井数的占比维持在约30%[6](图3)。在探井的地质成功率方面,近20年来全球探井的地质成功率比较稳定,维持在40%~50%,海域探井的地质成功率总体低于陆域(图3)。
图3 2004—2024年全球常规探井数量及地质成功率
Fig.3 Number of conventional exploration wells and geological success rates worldwide from 2004 to 2024
2004—2024年,陆域—浅水领域探井的地质成功率总体平稳,基本维持在40%~50%;深水—超深水领域探井的地质成功率波动大,其平均数比陆域—浅水领域低2%。陆域—浅水领域探井的商业成功率低于40%,深水—超深水领域探井的商业成功率总体高于陆域—浅水区[6]。
2004—2024年,深层—超深层领域的探井数稳步增加,全球深层—超深层领域的探井数累计为2424口,其中,2024年相较2004年增长了约16倍,超深层探井的占比为22.4%[6]。近20年来,中国和美国分别引领了陆域和海域的超深层探井钻探,中国陆域超深层探井占全球陆域超深层探井的53%,美国海域超深层探井占全球海域超深层探井的77%。陆域深层—超深层探井数较多的国家还包括埃及、墨西哥和印度等;海域深层—超深层探井除美国以外,多分布在墨西哥、巴西、挪威和荷兰等国家。
高影响力探井(包括针对前沿盆地勘探、新兴盆地勘探、新成藏组合、资源前景巨大以及公司重点关注的探井)主要聚焦于非洲海域和拉美地区东部海域的深水—超深水领域。截至2024年,全球共完钻常规高影响力探井569口,但数量上自2019年以来呈下降趋势,其中,陆域累计完钻探井为144口,浅水区累计完钻探井为130口,深水区累计完钻探井为106口,超深水区累计完钻探井为189口[6]。这些高影响力探井主要分布于Guyana盆地、Campos盆地、Black Sea盆地、Senegal盆地、Santos盆地、Southwest African Coastal盆地orange（OBT）次盆、Eratosthenes盆地等。非洲海域和拉美地区东部海域完钻的高影响力探井数分别占非洲和美洲地区总数的84.1%和83.4%。2015—2019年,全球常规高影响力探井以分布在亚太地区和欧洲地区为主,期间,非洲和美洲地区高影响力探井的占比也从28.8%提高至40.5%。自2020年以来,全球高影响力探井主要集中分布在非洲和美洲地区,此2地区的探井占比已从2020年的50%提高至2024年的72.2%[6]。
1.3 全球油气勘探区块授予概况
2004—2024年,全球油气勘探区块的授予数量和面积呈震荡变化,累计授予的常规油气勘探区块为38 138个,面积合计5 752×104 km2[6] (图4)。在海陆分布方面,全球授予的常规勘探区块中,海域在数量上的占比超过50%,其中,深水—超深水领域授予的区块占海域的近30%。在地区分布方面,美洲地区授予的油气勘探区块最多,占比为40.8%,其中,在深水—超深水领域所授予的勘探区块占比为41.9%,主要分布在Deep Water Gulf of Mexico盆地、North Slope盆地、Cook Inlet Tertiary Province盆地、Gulf Coast盆地等[6]。
图4 2004—2024年全球授予常规勘探区块数量及面积
Fig.4 Number and areas of globally awarded conventional exploration blocks from 2004 to 2024
2004—2024年,七大国际石油公司(ExxonMobil、Chevron、Shell、BP、TotalEnergies、ENI和Equinor（EQNR）)在全球获取的常规勘探区块为8 617个,其中,境外区块为6 668个,占比为77.4%;七大国际石油公司担任作业者的区块为5 318个,占境外总获取区块数的79.8%[6]。欧洲的国际石油公司表现突出,其中,Shell、BP和Equinor（EQNR）三大油公司获取的境外勘探区块数位列前三,ENI和TotalEnergies公司所获取的境外勘探区块与美国的国际石油公司所获取区块在数量上相当(图5)。在境外获取区块的面积上,TotalEnergies、Shell、BP和ENI四大油公司独立获取的境外勘探区块的权益面积多于ExxonMobil和Chevron公司。
图5 2004—2024年七大国际石油公司获取境外勘探区块数量
Fig.5 Number of overseas exploration blocks acquired by seven major International（IGIC） oil companies from 2004 to 2024
从盆地类型来看,七大国际石油公司的油气勘探主要聚焦在被动大陆边缘盆地,其数量占比为63.6%,其次是裂谷盆地、前陆盆地、克拉通盆地、弧后盆地和弧前盆地,其数量占比分别为16.6%、14.7%、2.7%、2.2%和0.2%[6]。油公司在墨西哥湾深水盆地获取的勘探区块数量最多,达到1 977个,BP、Shell和Equinor（EQNR）公司积极进入,是获取该盆地区块数量最多的三大油公司。七大国际石油公司获取境外勘探区块的方式以投标为主,近20年共计以投标方式获取区块5 599个,占比为84.0%,且这一比例基本维持在80%以上[6]。
1.4 全球油气发现概况
近20年来全球油气累计发现储量不断增长,非常规油气的占比逐渐提高。2004—2024年,全球累计发现油气田23 151个,累计新增油气的2P可采储量为1 218.6×108 t油当量[6-7]。在常规油气勘探方面,累计发现常规油气田9 547个,占比为41.2%;新发现油气的2P可采储量为714.3×108 t油当量(常规油包括凝析油和石油),占比为58.6%[6](图6)。非常规油气新增储量的占比逐渐提高,其中,近10年的平均占比达54.3%,2024年的占比达71.1%(图6),这也是近20年来非常规油气新增储量的最高占比[6-7]。
图6 2004—2024全球油气发现可采储量及非常规油气占比
Fig.6 Global recoverable oil and gas reserves and the proportion of unconventional oil and gas discovered from 2004 to 2024
在常规油气勘探中,海域常规油气田在数量上虽只占31.1%,但其2P可采储量达到413.3×108 t油当量,占比为57.9%,其中,深水—超深水领域的新发现储量占海域总发现储量的66.7%,主要来自中—南大西洋（600558）两岸、东非海域、东地中海和墨西哥湾等地区(图7)。近年来,深水油气勘探储量占比的提高主要源于油公司面对长期需求的不确定性和减排压力,油公司不再进行广撒网式勘探,而是聚焦核心资产,将有限的投资集中到勘探潜力大、资源禀赋好、投资回报率高的领域。陆域常规油气田共计6 580个,新增油气的2P可采储量为301×108 t油当量,其中,天然气（885430）占比为61.8%;油气田主要分布在Amu-Darya盆地、Arabian盆地、Zagros盆地、Gulf Coast盆地、塔里木盆地、North Slope盆地和West Siberian盆地等[6]。
图7 2004—2024年全球油气田分布
Fig.7 Global Distribution（DSGR） of oil and gas fields from 2004 to 2024
全球的非常规油气勘探以页岩油气为主,分布不均,其中,北美地区新增储量的贡献超80%。2004—2024年,全球累计发现非常规油气田13 604个,油气的2P可采储量为504.3×108 t油当量,以页岩气（885372）和页岩油(包含致密油)的占比最大,分别为38.2%和36.6%[6-7]。北美地区的非常规油气发现储量为全球最多,占比达到86.4%。美国非常规油气的新增2P可采储量为345.2×108 t油当量,以页岩油气为主;加拿大非常规油气的新增2P可采储量为90.9×108 t油当量,以油砂和页岩气（885372）为主[7]。除北美地区陆上以外,全球其他地区同样蕴含着丰富的非常规油气资源,包括阿根廷的页岩油[12-15]、俄罗斯的页岩油[16-20]、中东地区的页岩气（885372）和致密气[21-24]、亚太地区的煤层气和致密气,以及北非地区的页岩油气[25-30]等(图7)。
前沿盆地勘探成效显著。近20年来全球共有19个获常规油气勘探突破的前沿盆地,如Rovuma盆地、Guiana盆地、Senegal盆地、Levant盆地、orange（OBT）盆地等,这些盆地主要分布在非洲海域和拉美地区东部海域,发现了Mamba Complex、Liza、Venus、Zohr等一系列世界级的大型油气田(表1),其新发现的2P可采储量达196.5×108 t油当量,占全球常规油气发现总储量的27.5%。独立石油公司是前沿盆地勘探的开拓先锋。2004年以来,在19个获勘探大突破的前沿盆地中,独立石油公司、国际石油公司和国家石油公司分别占有10个、5个和4个。
深水—超深水领域已成全球风险勘探的主战场。2004—2024年全球油气勘探的总体趋势表现为:大型世界级常规油气发现多通过海域勘探获得;大—中型油气田为全球常规油气新增储量的主体,其贡献率达77%。1996年,全球第一次实现深水领域油气发现的储量占比高于陆域和浅水领域,占比达54.2%,但在后续稍有下降;2006年,深水领域油气新发现的储量占比再次超过50%;2020—2022年,深水—超深水领域油气新发现的储量占比高达73%~82%(图8)。从盆地类型看,被动大陆边缘盆地是深水油气勘探的重中之重,全球有92%的深水沉积分布于被动大陆边缘盆地内,因此该类盆地是深水油气勘探的主体。此外,近20年来,全球有53.8%的油气大发现位于被动大陆边缘盆地内,而这一比例在近10年提升至70%。2004—2024年,常规碎屑岩油气的2P可采储量为339.5×108 t油当量[6],占比为56%,而这类油气也主要分布在环非洲被动大陆边缘盆地、南美Guyana盆地等深水领域。
图8 2004—2024年全球油气2P可采储量及海陆领域储量占比
Fig.8 Global proven and probable recoverable oil and gas reserves and land-to-sea reserve ratios from 2004 to 2024
深层—超深层(深层的埋深超过4 500 m,超深层的埋深超过6 000 m)为全球油气增储的重要领域,中国和美国是全球超深层油气勘探的引领者。2004—2024年,全球深层—超深层常规油气储量不断增长,累计发现898个油气藏,2P可采储量至2024年累计为90.4×108 t油当量[6],较2004年增长了约17倍(图9),其中,超深层的油气储量占比为32.2%。中国陆域超深层油气发现的储量在近20年内合计为10.7×108 t油当量,位居全球第一,而墨西哥位居第二,其储量为3.2×108 t油当量。美国海域超深层油气发现的储量在近20年内合计为12.5×108 t油当量,显著高于其他地区;阿塞拜疆海域超深层油气发现的储量为1.5×108 t油当量,而墨西哥、埃及的相应储量均不足0.5×108 t油当量。
图9 2004—2024年全球不同深度油气2P可采储量及深层—超深层累计储量
Fig.9 Global proven and probable recoverable oil and gas reserves at different depths and cumulative reserves in deep and ultra-deep Strata（SRTA） from 2004 to 2024
2 典型案例分析
2.1 深水—超深水领域
20世纪末期,石油公司在西非地区尼日利亚和安哥拉发现多个深水油气田,初步揭示了南大西洋（600558）东岸深水油气的勘探潜力。2007年,Kosmos Energy（ELPC）和Tullow Oil公司在西非地区Cote d’Ivoire盆地深水领域的上白垩统重力流砂体中发现了Jubilee油田,这一大型发现掀起了在南大西洋（600558）共轭边缘白垩系深水重力流砂体中开展石油勘探的热潮。而南大西洋（600558）两岸的每一个新兴盆地的勘探突破都引领未来多年的重大发现和储量增长。
2.1.1 Cote d’Ivoire盆地开辟上白垩统重力流砂体新成藏组合
Cote d’Ivoire盆地跨加纳、科特迪瓦两国,是西非转换带中重要的盆地之一,面积约为19×104 km2[31]。Cote d’Ivoire盆地的油气勘探经历了早期增储(1951—1985年)、中期停滞(1986—1999年)和后期快速增储(2000年至今)3个阶段,自2000年以来,多家石油公司对该盆地加大勘探力度,获得了多个油气发现,使得Cote d’Ivoire盆地进入快速增储阶段(图10)。当前,Cote d’Ivoire盆地共发现82个油气田,其2P可采储量合计为9.5×108 t油当量,其中,石油占比为68.8%;盆地内深水—超深水领域的储量占比为88.9%,近90%的储量赋存于上白垩统重力流砂体中[6]。
图10 Cote d’Ivoire盆地油气2P可采储量年度分布
Fig.10 Annual Distribution（DSGR） of proven and probable recoverable oil and gas reserves in Cote d’Ivoire Basin
2007年,Kosmos Energy（ELPC）和Tullow Oil公司重新开展了高精度三维地震采集,并结合深水沉积理论、大型走滑断裂带对油气分布的控制作用等认识,通过地震资料上的强振幅响应和振幅随偏移距的变化(AVO)特征在加纳近海确定了勘探目标,获得了Jubilee油田的勘探大突破。Jubilee油田所处水深为1 320 m,储层为上白垩统土伦阶斜坡扇和水道砂体,顶部埋深为2 000 m(不含水深),含油层的净厚度为95 m,孔隙度为17%~22%,渗透率为100~5 000 mD(平均为300 mD),油气的2P可采储量为1.2×108 t油当量,其中,石油为1.0×108 t,天然气（885430）为246.4×108 m3[6]。Jubilee油田的发现开辟了西非转换带新的成藏组合。
在七大国际石油公司中,ENI公司在Cote d’Ivoire盆地的油气勘探较为成功,其油气勘探经历了3个阶段。第1阶段在1975—1981年,此时ENI公司主要进行浅水勘探,并积累区域地质认识。该阶段ENI公司跟随ConocoPhillips公司在Cote d’Ivoire盆地获取14个海域区块,并自主获取了6个勘探区块,在浅水区发现了10个中—小型油气田,但因无商业价值而退出。2006年进入第2阶段,ENI公司与TotalEnergies公司合作进入深水CI-100区块,在Cote d’Ivoire盆地开始初探深水。2009—2012年期间,受Jubilee油田发现的启发,ENI公司独立进行深水勘探,发现了Sankofa Gas和Sankofa Oil深水油气田,其储量分别为0.3×108 t油当量和0.2×108 t油当量。在持续10多年的探索下,ENI公司摸清了Cote d’Ivoire盆地深水斜坡扇和水道砂体的成藏规律。2017年后进入第3阶段。2017—2021年,ENI公司重返Cote d’Ivoire盆地(海域)并专注深水勘探,先后获取了8个区块。2021年,ENI公司在CI-101区块获得了Baleine大型油田的突破(图11),其2P可采储量为1.1×108 t油当量,成为Cote d’Ivoire盆地深水领域的第一个大型商业油气田发现。Baleine油田的储层为上白垩统圣通阶和塞诺曼阶深水浊积扇和水道砂体,烃源岩为阿普特阶—塞诺曼阶页岩。2024年ENI公司发现Murene 1X油田,其2P可采储量为0.6×108 t油当量。2017—2024年,ENI公司在Cote d’Ivoire盆地深水领域共计发现5个大—中型油气田,Baleine油田和Murene 1X油田的储量仅次于Jubilee油田,分别位居Cote d’Ivoire盆地的第二位和第三位。
图11 Cote d’Ivoire盆地油气田及ENI公司合同区块分布
Fig.11 Distribution（DSGR） of oil and gas fields and ENI company’s contract blocks in Cote d’Ivoire Basin
温志新等[32]通过对120多个全球海上新项目评价和130×104 km多用户二维地震资料研读,基于优势原型阶段将全球139个被动大陆边缘盆地系统划分为7个亚类,并明确了每种亚类盆地的油气地质特征和大油气田形成的主控因素,提出Cote d’Ivoire盆地属于无盐(转换)坳陷型被动大陆边缘盆地,与Senegal盆地、Tarfaya盆地等含盐型被动陆缘盆地存在本质差异。无盐坳陷型被动陆缘盆地的形成受走滑转换断层控制,其在纵向上显示裂谷层系的沉积充填厚度大,发育范围窄,坳陷层系厚度大,在横向上表现为窄陆架、陡陆坡的特征。南大西洋（600558）北段发育构造转换边界,据此将该区域的无盐坳陷型被动陆缘盆地定义为无盐(转换)坳陷型被动陆缘盆地,主要包括西非地区的Sierra Leone-Liberia盆地、Cote d’Ivoire盆地、Saltpond盆地和Benin盆地,以及南美洲东北海岸的Guyana盆地、Barreirinhas盆地、Potiguar盆地等。此类盆地的坳陷层系处于厚度优势发育阶段,沿岸砂体易沿陡陆坡发生滑塌作用,因而常在下斜坡和陆隆上形成海底扇等重力流砂体[32]。对于该类盆地的油气地质条件,由于板块漂移期海相深水沉积速度快、厚度大,坳陷下段土伦阶—塞诺曼阶的全球性“缺氧性”海相页岩在现今都已过了生/排烃高峰期,油气可以一次运移聚集于重力流扇体中,并由上覆页岩进行封盖形成圈闭,也可以经过断层或不整合面向上运移至浅层重力流扇体中。当前,南大西洋（600558）北段的无盐(转换)坳陷型被动陆缘盆地在西非海域的勘探程度较低,其裂谷层系分布范围窄,以板块漂移期上白垩统深水重力流砂体的勘探潜力大。
2.1.2 Guyana盆地创近10年全球前沿勘探最成功案例
Guyana盆地位于圭亚那和苏里南的北部及东北部海域,其油气勘探经历了早期勘探(1930—2007年)、勘探停滞(2008—2014年)和重大突破(2015年至今)3个阶段。早期勘探阶段主要针对陆域和浅水进行勘探,于1968年在苏里南陆域发现了Tambaredjo油田,2000年后又发现几个小型油田。2008—2014年,Guyana盆地的勘探工作逐渐减少,进入休整期。2015年,ExxonMobil石油公司在Stabroek区块发现了Liza油田,该油田水深1 743 m,储层顶部的埋深为3 387 m(不含水深),油气的2P可采储量达到2.5×108 t油当量,其中,石油为2.1×108 t、天然气（885430）为509.8×108 m3[6]。随着Liza油田的发现,Guyana盆地自2015年迎来了勘探发现爆发期(图12),并持续获得重要发现。截至2024年,Guyana盆地共发现56个油气田,其累计2P可采储量达到29.5×108 t油当量,其中,深水—超深水领域的油气储量占比达94.8%,94.4%深水—超深水领域的油气储量赋存在上白垩统重力流砂体储层中[6]。
图12 Guyana盆地油气发现可采储量年度分布
Fig.12 Annual Distribution（DSGR） of recoverable oil and gas reserves discovered in Guyana Basin Guyana盆地的勘探突破得益于对区域地质的再认识和高精度的三维地震勘探。20世纪70年代,Shell和ExxonMobil公司在圭亚那海域开展了勘探活动,但未获得突破。由于委内瑞拉陆架陡坡区的砂体被来自上白垩统烃源岩的油气所充注,ExxonMobil公司的研究人员提出了委内瑞拉的上白垩统La Luna组可能延伸至圭亚那海域的认识,认为圭亚那深水区存在有效的白垩系烃源岩。同时,由于大西洋（600558）西岸的Guyana盆地、Foz do Amazonas盆地与大西洋（600558）东岸的Sierra Leone-Liberia盆地和Cote d’Ivoire盆地具有共轭分布关系,推测两者之间的油气成藏条件具有相似性。鉴于已有油公司在Cote d’Ivoire盆地上白垩统重力流砂体中发现了Jubilee油田,而ExxonMobil公司在Demerara台地构造圈闭的勘探则处于失利状态,这促使ExxonMobil公司转变勘探思路,转向Guyana盆地深水区,聚焦重力流砂体开展勘探。
高精度三维地震资料在Liza油田发现的过程中具有至关重要的作用。当前,Guyana盆地共有三维地震工区37个,面积合计为15.2×104 km2。其中,ExxonMobil公司作业的Stabroek区块内(图13)有6个三维地震工区,面积为3.6×104 km2[6]。ExxonMobil公司在Stabroek区块采用了海底节点(OBN)地震采集技术,该技术定位精度高、适应水深范围大、信噪比高、频带宽,可突破超深水复杂地质勘探难题,提升砂体识别精度。全波形反演的运用极大程度地提高了地下速度模型的精度,通过AVO、直接烃类指示(DHI)等技术圈定出可能的油气边界并预测流体类型,使得Stabroek区块的钻井成功率提升至89%,而人工智能（885728）技术的应用也极大地优化了地震资料处理解释流程,并提高了工作效率。
图13 Guyana盆地油气田及合同区块分布
Fig.13 Distribution（DSGR） of oil and gas fields and contract blocks in Guyana Basin Guyana盆地与Cote d’Ivoire盆地具有共轭分布关系,同为无盐(转换)坳陷型被动陆缘盆地,因此两者具有相似的油气地质条件。Guyana盆地发育3套烃源岩层系,其中主要的烃源岩为阿尔布阶—塞诺曼阶—土伦阶海相泥页岩,该套烃源岩广泛分布于盆地内。Guyana盆地发育古近系和白垩系的4套海相砂岩及碳酸盐岩储层,主要储层为上白垩统的深水重力流砂体,且以坎潘阶—马斯特里赫特阶为主,在该套地层内共发现50个油气田,油气的2P可采储量合计为14.5×108 t油当量[6]。
2.1.3 非洲西南海岸盆地纳米比亚海域勘探成效显著
在Southwest African Coastal盆地内,orange（OBT）次盆的面积为16×104 km2,属于被动大陆边缘盆地。该盆地横跨纳米比亚、南非两国[33],盆地的主要勘探阶段包括:20世纪70年代至21世纪初,纳米比亚海域的油气勘探以浅水天然气（885430）勘探为主,但在Chevron公司于1974年发现Kudu气田后的很长一段时间内,该海域一直未获得新的油气发现;1987—2004年,油公司在orange（OBT）次盆的南非海域发现多个小型气田;2022年,TotalEnergies公司发现了Venus油田,这一世界级的油气发现意味着纳米比亚海域取得了近50年来的最大突破,由此将纳米比亚海域的油气勘探推进到新阶段。Venus油田在水深为3 000 m的2 913 B区块存在地震振幅及AVO异常,其下白垩统盆底扇砂体储层中发现轻质油,储层顶部埋深为2 850 m,含油层的净厚度为84 m,2P可采储量为2.8×108 t油当量[6]。Venus油田的发现使得纳米比亚海域的油气勘探进入到深水—超深水石油勘探阶段。截至2024年,orange（OBT）次盆共发现油气田15个,2P可采储量为8.1×108 t油当量(纳米比亚境内的占比为95.8%),其中,石油占比60.1%(图14)。orange（OBT）次盆在深水—超深水领域的油气储量占比为92.7%,60%的储量赋存于下白垩统盆底扇砂体中[6]。
图14 Southwest African Coastal盆地orange（OBT）次盆油气发现可采储量的年度分布
Fig.14 Annual Distribution（DSGR） of recoverable oil and gas reserves discovered in orange（OBT） sub-basin of Southwest African Coastal Basin
针对纳米比亚海域,国际石油公司多次进出终获勘探大突破。1960—2010年,Chevron和Shell公司多次进出纳米比亚海域,发现了Kudu气田,但未发现商业价值。2010—2013年,随着阿根廷海域取得重要发现,国际石油公司快速布局纳米比亚海域并大面积获取勘探区块(图15)。2014—2024年,Shell、TotalEnergies、Chevron、ENI和BP等国际石油公司重返有利勘探领域,并连续获得重要油气发现,包括TotalEnergies公司发现Venus油田、Mangetti 1X油田,Galp Energia公司发现Mopane 1X油田,Shell公司发现Graff 1油田、Jonker 1X油田和Enigma 1X油田,以及BP和ENI公司发现Sagittarius 1X油田、Capricomus 1X油田等。
图15 Southwest African Coastal盆地orange（OBT）次盆油气田及合同区块分布
Fig.15 Distribution（DSGR） of oil and gas fields and contract blocks in orange（OBT） sub-basin of Southwest African Coastal Basin
纳米比亚海域的勘探突破得益于石油公司的共轭类比思路:一方面,orange（OBT）河是非洲南部的最大河流之一,其毗邻海域的勘探程度偏低,具备较大勘探潜力;另一方面,2010年阿根廷海域Sea Lion油田的发现,为其共轭区域——南非—纳米比亚海域的勘探提供了重要启示,加速了该区域的勘探进程并促成突破。此外,地震资料分析结果显示,纳米比亚海域在板块漂移期其底部并非为火山岩,烃源岩的成熟度分布特征反映其具有生油能力。Venus油田和Sea Lion油田的发现再次印证了纳米比亚海域白垩系深水重力流砂体的勘探潜力。纳米比亚海域的油气勘探突破可有效指导后续在南美地区如Pelotas盆地等前沿盆地的油气勘探。
Southwest African Coastal盆地属于断陷型被动陆缘盆地,这类盆地在全球的分布范围最广,包括北大西洋（600558）、北冰洋周缘、澳大利亚西北陆架、马达加斯加岛周缘以及南大西洋（600558）南段两岸等。断陷型被动陆缘盆地呈现“下断上坳”的结构,其典型特征为下伏裂谷层系厚度较大,上覆坳陷层系厚度较薄,裂谷层系处于盆地构造演化的优势原型阶段。由于坳陷层系的沉积厚度一般小于4 000 m,受低地温梯度影响,阿尔布阶—塞诺曼阶—土伦阶的海相泥页岩未达到生/排烃高峰期,因此海相页岩只能作为区域性盖层[32]。非洲西南海岸盆地在构造过渡期和裂谷期发育泥页岩,其产生的油气会沿着断裂垂向运移至裂谷层系顶部的重力流砂体中,形成大油气藏。因此,构造过渡期在陆间裂谷的地垒式断块上形成的浅海相碳酸盐岩礁滩体也是潜在的勘探目标。
2.2 深层—超深层领域
美国Deep Water Gulf of Mexico盆地海域的深层—超深层油气勘探成效显著。Deep Water Gulf of Mexico盆地的面积为44.1×104 km2,为被动大陆边缘盆地,水深为200~3 310 m,最大地层厚度近2×104 m,盆地内的中侏罗统盐岩在后期有持续活动,盐构造极其发育[34]。Deep Water Gulf of Mexico盆地的油气勘探始于1975年。1975—1997年,Deep Water Gulf of Mexico盆地油气勘探的目的层以浅层盐上的上新统浊积砂岩和中更新统砂岩为主;1996年后,盆地进入超深层油气勘探阶段(图16),以盐下下始新统盐构造圈闭内的浊积砂岩为主要目的层;2005年起,盆地油气勘探的油藏深度突破8 000 m(不含水深)[6](图16)。
图16 Deep Water Gulf of Mexico盆地油气发现可采储量年度分布
Fig.16 Annual Distribution（DSGR） of recoverable oil and gas reserves discovered in Deep Water Gulf of Mexico Basin
截至2024年,Deep Water Gulf of Mexico盆地共发现403个油气田,2P可采储量为48.4×108 t油当量,其中,深层—超深层的占比超过50%。该盆地是全球海域超深层勘探的主要盆地,垂深大于8 000 m的海域探井均分布于此。Deep Water Gulf of Mexico盆地目前已发现8个8 000 m以深的油气田,其油气的2P可采储量为2.4×108 t油当量[6],盆地整体储量仍处于快速增长阶段(图16)。
Tiber油田是在Deep Water Gulf of Mexico盆地内发现的埋藏最深的油田(图17),其水深为1 259 m,钻井垂深为9 426 m(不含水深),储层顶深为8 241 m(不含水深),油气的2P可采储量为0.9×108 t油当量,其中,石油为8 219×104 t,天然气（885430）为113×108 m3,作业者为BP石油公司[6]。Tiber油田的主力烃源岩为上侏罗统提塘阶页岩,储层为下始新统Wilcox组浊积砂岩,盖层为Wilcox组泥岩和盐岩,圈闭类型为盐构造圈闭,储层孔隙度为14%~28%,渗透率为1~200 mD,地层压力系数为1.4[6]。
图17 Deep Water Gulf of Mexico盆地油气田分布
Fig.17 Distribution（DSGR） of oil and gas fields in Deep Water Gulf of Mexico Basin
在Deep Water Gulf of Mexico盆地,新近纪和第四纪快速堆积的巨厚三角洲砂岩沉积一方面提供了大量优质三角洲—浊积扇储集体,另一方面重力滑移作用导致侏罗纪晚期形成的厚层盐岩发生流动,盐岩挤入新生界形成巨厚的刺穿盐丘[32]。在厚层盐岩流动和巨厚三角洲沉积重力滑移的共同作用下,Deep Water Gulf of Mexico盆地在盐上、盐下都形成了一系列大型构造圈闭、构造-地层圈闭。对于盐相关构造圈闭,一方面,盐岩在沉积时可导致其下伏地层中的暗色泥岩逐渐与氧隔绝,有效防止早期沉积的藻类遗体被氧化,由此为优质烃源岩的保存提供条件;另一方面,盐流动形成的巨厚盐岩又会对盐下侏罗系—古近系的烃源岩产生抑制烃类转换作用,使其在盐下圈闭形成后仍处于成熟生油阶段,有利于深水盐下油藏的形成。Deep Water Gulf of Mexico盆地盐上海相沉积地层的厚度高达6 000~10 000 m,中新统发育的海相烃源岩也多处于生油窗内,而由其生成的油气可沿盐刺穿断裂运移至盐上的中新统圈闭中,因此,在Deep Water Gulf of Mexico盆地深水区,盐下、盐上分别构成了由中生界、新生界多套烃源岩供给,在新生界富集的油气成藏模式。盐下深层—超深层的盐构造圈闭是目前墨西哥湾深水盆地增储的重要领域。截至2024年,Deep Water Gulf of Mexico盆地盐下油气的2P可采储量为26.8×108 t油当量,占总油气发现量的55.4%,其中,深层—超深层领域的储量占盐下总储量的70%[6]。随着传统储层消亡线(埋深为6 000 m)与油气成藏下限(埋深为8 000 m)相关地质理论认识取得突破[35],以及地震勘探技术的迭代更新与工程装备的持续升级,Deep Water Gulf of Mexico盆地的勘探深度不断拓展,逐步向超深层领域延伸。
2.3 非常规领域
阿根廷Neuquén盆地上侏罗统—下白垩统Vaca Muerta组页岩油气区为北美地区之外的页岩资源商业化突破区。Neuquén盆地为前陆盆地,位于阿根廷中部,靠近智利,盆地大体呈直角三角形(图18),面积为11.5×104 km2,全部位于阿根廷陆上[12-14]。Neuquén盆地的油气勘探经历了早期勘探(1908—1960年)、常规储量快速增长(1961—1997年)和非常规储量快速增长(1998年至今)3个阶段。Neuquén盆地的油气勘探始于1908年,在1923—1960年累计发现了26个油田和7个气田。1961—1997年,盆地进入油气发现高峰期,其常规储量保持快速增长(图19)。1998年后,盆地进入非常规储量增长阶段(图19),最初以发现页岩气（885372）和致密气为主。2010年,Neuquén盆地在Vaca Muerta组获得页岩油(包含致密油);2011年开始,Vaca Muerta组的页岩油气勘探进入快速发展阶段,导致Neuquén盆地的油气储量呈快速增长(图19)。截至2025年8月,Neuquén盆地共发现油气田708个,2P可采储量合计为24.4×108 t油当量,其中,石油占比为43.9%。盆地内累计发现的页岩油气储量为8.6×108 t油当量,其中,页岩油占比为42.7%[6]。
图18 Neuquén盆地油气田分布
Fig.18 Distribution（DSGR） of oil and gas fields in Neuquén Basin
图19 Neuquén盆地油气发现可采储量年度分布
Fig.19 Annual Distribution（DSGR） of recoverable oil and gas reserves discovered in Neuquén Basin Neuquén盆地已证实发育3套烃源岩和1套潜在烃源岩,分别位于中—下侏罗统Los Molles组、上侏罗统—下白垩统Vaca Muerta组和下白垩统Agrio组,潜力烃源岩位于上三叠统。其中,Vaca Muerta组海相页岩是盆地内最重要的烃源岩,发育于盆地中西部,厚度为30~1 200 m,埋深为1 500~4 000 m,是一套封闭海相富有机质页岩[12-14]。Vaca Muerta组烃源岩在晚白垩世进入生油窗,目前除盆地东部外,其余地区的烃源岩均已成熟。Vaca Muerta组成熟烃源岩的分布范围广,且Neuquén盆地内50%以上的油气来自该套烃源岩,是最为有利的页岩油气勘探目标。
当前,Neuquén盆地以其丰富的非常规资源逐渐成为世界关注的热点,阿根廷于2013年前后在Neuquén盆地的Vaca Muerta组页岩油气区实现了商业化开发。Vaca Muerta组页岩油气区拥有全球顶级的非常规油气资源潜力,其巨大的页岩油和页岩气（885372）储量、优越的地质条件(如地层厚度、有机质丰度及成熟度)、日益完善的开采技术及阿根廷政府的能源（850101）政策支持,使其成为南美洲乃至全球最具商业开发价值的页岩油气区之一。Vaca Muerta组页岩油气区凭借其巨大资源禀赋,已吸引Chevron、BP、Shell、Equinor（EQNR）和TotalEnergies等国际石油公司竞相布局。目前,七大国际石油公司在该地区共拥有区块32个,权益面积为0.4×104 km2。权益面积方面,TotalEnergies和BP公司的占比最高,分别为26.7%和26.1%,其次为Shell和Chevron公司,Equinor（EQNR）公司的权益面积最小,仅为147 km2。七大国际石油公司中,Chevron公司拥有最大页岩油气权益储量,为0.8×108 t油当量,其中,页岩油占比为41.8%。
3 海外油气勘探业务发展建议及未来重点方向
3.1 持续强化海外上游业务,聚焦优质油气资产获取
全球油气产业的上游投资在未来3~5年将进入爬坡期。2024年,全球油气产业的上游投资为5 210.9×108美元,同比减少了5.5%。预计到2029年,全球油气产业的上游投资将增加到6 548.5×108美元,上涨25.7%[6-7]。从中长期看,随着全球能源（850101）转型进程加速,未来油气勘探开发投资将难以达到2014年峰值时的7 000×108美元,但投资额仍会超过2019—2020年的水平。
未来3~5年,北美地区将引领全球陆域上游投资,其投资额的占比有望超过50%,年完钻探井数达到全球最高;亚太地区的年完钻探井数在2029年前有望达到全球第二位。2029年,60%的陆域投资将聚焦常规资产,并维持稳定[6]。预计到2029年,全球海域投资有望达到2674×108美元[6-7],相比2024年增长48.8%,其中,拉美地区和亚太地区的深水领域将成为重要的增长点。
基于以上分析,建议中国油公司持续强化海外上游业务,稳步增加资本支出,聚焦资源储量大、回报率高、资源国地面风险低的优质油气资源权益区块的获取。
3.2 积极拓展全球深水—超深水领域,抢占前沿有利领域
全球深水—超深水油气勘探仍未到达顶峰。全球深水—超深水油气的累计2P可采储量从2000年的12.1×108 t油当量增长到2024年的316.6×108 t油当量[6],增长了约25倍,年均增长15.8%,当前仍处于增长态势。
深水—超深水领域的油气大发现多集中在南大西洋（600558）两岸、东非海域、东地中海、墨西哥湾、黑海和东南亚海域。例如,非洲海域共发现石油135×108 t,天然气（885430）16.7×1012 m3,共计270.2×108 t油当量[6],其中,深水油气占比为30%、超深水油气占比为21%。大型油气发现主要包括:ENI公司在Eratosthenes盆地发现的Zohr大型整装生物礁气田,BP公司在Senegal盆地发现的Orca油田,TotalEnergies公司在orange（OBT）次盆发现的Venus油田,ExxonMobil公司在Rovuma盆地发现的Agulha油田等。“环拉美圈”海域共发现石油192×108 t、天然气（885430）9.2×1012 m3,共计266×108 t油当量,其中,深水油气占比为14%、超深水油气占比为38%,其典型油田包括圭亚那海域发现的Liza油田、巴西海域发现的Alto de Cabo Frio NW油田及Atapu油田等。
被动大陆边缘盆地地质条件优越,全球仍有数十个待发现资源潜力达10亿吨油当量的前沿盆地,其深水—超深水领域的勘探潜力依然巨大[34,36-40]。建议中国油公司积极拓展全球深水—超深水有利勘探领域(表2),紧跟热点,抢占前沿。包括利用投标/议标等多种方式,瞄准当前热点和前沿的深水—超深水风险勘探领域,积极布局。潜力领域主要包括深水重力流砂体和大型生物礁滩体。
3.3 依托技术优势,超前布局陆上深层—超深层富油气区
目前,中国在全球陆上超深层油气勘探领域处于领先地位。中国深层油气勘探经历了初步探索、突破发现、规模发展3个阶段,从最初1966年的松基6井(深度为4 770 m)到2025年完钻的塔科1井(10 910 m),中国实现了跨越式发展。中国已成为陆域超深层油气勘探开发的引领者,其中,2025年完钻的塔科1井探索了万米深层寒武系—震旦系的含油气性,其垂深达10 910 m,成为亚洲第一、世界第二的垂深井。近20年来,中国新发现的陆域超深层油气为10.7×108 t油当量,占全球陆域超深层油气储量的76%[6]。
全球陆域的深层—超深层油气田主要分布在被动大陆边缘、前陆冲断带、克拉通盆地及裂谷盆地[41]。中东、中亚等地区的深层—超深层油气资源潜力大,中国油公司可依托自身理论和技术优势,加快对全球深层—超深层油气富集区的布局。
3.4 积极评价陆上富油气盆地,坚持常非并举与立体勘探
非常规油气勘探由一国走向全球,全面开花。美国作为非常规油气的技术策源地,奠定了全球非常规油气产业化的基础,非常规油气的商业可行性也推动着全球资源国跟进布局。国际石油公司、国家石油公司和油服公司在全球开展的一系列非常规油气勘探开发合作加速了非常规油气的全球布局[6]。
天然气（885430）需求和常规油气资源的减少推动中东地区加快页岩油气的勘探开发,在此情形下,国际石油公司、国家石油公司、油服公司与沙特阿拉伯、阿拉伯联合酋长国、阿曼、约旦开展了一系列非常规油气勘探开发合作。Shell、ENI、Equinor（EQNR）和TotalEnergies等国际石油公司在阿尔及利亚、突尼斯和埃及进行页岩油气的勘探开发;2014年以前,国际石油公司和油服公司也曾积极参与俄罗斯页岩油勘探开发项目,分别与俄罗斯的Rosneft Oil和Gazprom等石油公司组成合资公司,联合开展页岩油先导试验[6]。
中国的页岩油气勘探开发技术已经成熟,中国油公司可立足现有油气项目,加快进军陆域常规富油气大盆地的非常规领域(表3)。可重点关注以下方向:中东地区Arabian盆地,俄罗斯West Siberian盆地、Timan-Pechora盆地和Volga-Ural盆地,北非地区Ghadames盆地和Sirte盆地,中西非裂谷系Bongor盆地和Chad盆地,南美地区Neuquén盆地。
3.5 持续提前购买多用户地震数据,开展超前选区研究
从2004年到2024年,全球开展的多用户二维地震数据的累计工作量从4.7×104 km增长到265.4×104 km,增长约56倍;多用户三维地震数据的累计工作量从5.8×104 km2增长到357.8×104 km2,增长约61倍[6]。期间,全球深水油气发现有75%基于多用户地震数据[7]。多用户地震数据通过规模化采集、高精度成像和协同共享机制,已在圭亚那、巴西海域、西非等深水区助推多个亿吨级油气发现。多用户地震数据的特点和优势在于:其共享模式使得常规油气勘探的周期（883436）缩短30%以上,同时也使得石油公司能以更低的成本获取地震资料,显著降低深水油气勘探的门槛;资料分布广,突破单一企业资料限制;海量数据（603138）推动勘探技术更新迭代及AI赋能。国际大型油公司每年都有多用户地震资料购置年度预算,提前购买数据,开展超前研究。建议中国油公司坚持提前购买多用户地震数据,锁定有利目标区块,掌握投标/议标主动权。
4 结论
(1)近20年,全球油气勘探投资经过10年快速上升期后转入当前的低位稳定期,常规油气勘探领域的投资以海域为主,非常规油气勘探领域的投资则聚焦页岩油气。常规探井数自勘探投资下降后有明显下降,探井的地质成功率总体稳定,海上探井的成功率总体低于陆上;深层—超深层的探井数在近20年呈稳步增加;高影响力探井聚焦非洲和拉美地区东部海域的深水—超深水领域。全球常规油气勘探区块的授予数量和面积呈震荡变化,其中,海域勘探区块在数量上占50%以上。
(2)深水—超深水、深层—超深层以及非常规已成为全球新增储量的三大支柱领域。以深水为主的海上前沿盆地风险勘探全面开花,其新增储量占全球总量的近30%;以成熟盆地为主的陆上常规精细勘探和非常规勘探亮点纷呈。
(3)当前,全球油气勘探仍有巨大潜力,中国油公司应抓住10年窗口期发展跨国油气勘探业务。持续强化海外上游业务,聚焦优质油气资产获取;积极拓展全球深水—超深水勘探,抢占前沿有利领域;依托技术优势,超前布局陆上深层—超深层富油气区;积极评价陆上富油气盆地,坚持常规-非常规油气并举与立体勘探;持续提前购买多用户地震数据,开展超前选区研究。
第一作者:温志新,男,1968年6月生,2006年获中国地质大学(北京)博士学位,现为中国石油（601857）勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事全球含油气盆地分析与海外新项目评价技术研究工作。Email:wenzhixin@petrochina.com.cn
通信作者:窦立荣,男,1965年8月生,2004年获中国科学院地质与地球物理研究所博士学位,现为中国石油（601857）勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事全球油气地质与海外重点领域油气勘探关键技术研究。Email:dlirong@petrochina.com.cn
引用本文
温志新,窦立荣,王兆明,贺正军,季天愚,刘小兵,宋成鹏,陈瑞银（UBS）,耿珂.近20年全球油气勘探趋势分析与思考[J].石油学报,2026,47(5):974-992.
WEN Zhixin,DOU Lirong,WANG Zhaoming,HE Zhengjun,JI Tianyu,LIU Xiaobing,SONG Chengpeng,CHEN Ruiyin,GENG Ke.Analysis and reflection on global hydrocarbon exploration over the past two decades[J].Acta Petrolei Sinica,2026,47(5):974-992.
